Die größte Hürde eines Offshore-Windparks in der Ostsee sind zunehmend nicht mehr die Turbinen. Es sind das Kabel, die Plattform und das Umspannwerk, die den Strom an Land bringen, sowie die Jahre, die für ihren Bau nötig sind. Drei Projekte in Deutschland und Polen, in unterschiedlichen Phasen, zeigen, wie diese Reihenfolge in der Praxis aussieht und was sie für die Parks in der Pipeline bedeutet.

Deutschland: Der Netzbetreiber baut die Plattform

In der deutschen Ostsee setzt 50Hertz eine Reihe von Anbindungen nordöstlich von Rügen um. Im Mittelpunkt von Ostwind 3 steht die Offshore-Plattform Jasmund, rund 40 Kilometer vor der Insel installiert. Sie soll 300 Megawatt aus dem von Iberdrola gebauten und betriebenen Windpark Windanker sammeln, die Spannung auf 220 Kilovolt anheben und den Strom über ein etwa 100 Kilometer langes Kabel durch den Greifswalder Bodden zum neuen Umspannwerk Stilow in Vorpommern-Greifswald leiten. Als Fertigstellungstermin nach § 17 des Energiewirtschaftsgesetzes war der 30. September 2026 vorgesehen.

Jasmund fällt auch durch ihren Bauherrn auf. Es ist die erste Ostsee-Plattform, für die 50Hertz als Übertragungsnetzbetreiber Bau und Betrieb vollständig verantwortet. Bei den früheren Projekten führten die Windparkbetreiber die Arbeiten, bis eine Rechtsänderung die Ostsee den bereits in der deutschen Nordsee geltenden Regeln anglich. Das Fundament, ein Jacket, kam von einer Werft in Vlissingen, der Aufbau von einer Werft bei Rotterdam. Die Plattform wurde am 17. Dezember um 4 Uhr morgens von einem 200 Meter langen Arbeitsschiff aus eingehoben.

Dahinter folgt OST-6-1, eine Anbindung mit 927 Megawatt für den Windpark Gennaker nördlich der Halbinsel Fischland-Darß-Zingst. Zwei Plattformen sind im Bau, bei Gnewitz entsteht ein neues Umspannwerk. 50Hertz-Chef Stefan Kapferer erklärte, Ostwind 3 solle pünktlich und im Budget fertig werden, und die Arbeiten in der Ostsee erfolgten gemeinsam mit dem dänischen Betreiber Energinet und künftig weiteren Partnern der Region.

Polen: Das Netz wurde ab 2019 gebaut

Polen ging beim Zeitplan den umgekehrten Weg. Die Polskie Sieci Elektroenergetyczne begannen 2019 in Pommern mit dem Bau von zwei Stationen und mehr als 250 Kilometern Höchstspannungsleitung und modernisierten zugleich bestehende Anlagen. Die neue Station Choczewo, die erweiterte Station Żarnowiec und die 400-kV-Leitung dazwischen bestanden die Spannungstests, bevor die ersten Ostseeparks sie brauchten. PSE-Vizepräsident Włodzimierz Mucha bestätigte, die Kette sei bereit, Strom ins Landesinnere zu transportieren. Das entspricht einem Vorlauf von sechs bis sieben Jahren vor dem ersten Strom.

Die nächste Generation polnischer Projekte plant bereits eigene Abführungstrassen. PGE Baltica hat ein Konsortium unter Führung von PROJMORS ASE Group mit ABL Group Polska und Energoprojekt-Katowice beauftragt, den landseitigen Netzanschluss für Baltica 9+ zu planen. Der Strom soll am Umspannwerk Krzemienica im Kreis Słupsk an Land gehen. Der Auftrag reicht von technischem Konzept und Baugrunduntersuchungen bis zu Bauplanung und Baugenehmigungen. Baltica 9+ verbindet Baltica 9 mit dem erworbenen Gebiet FEW Baltic II und kommt auf etwa 1,3 GW, rund 48 Kilometer vor der Küste an der Słupsk-Bank. Die Fertigstellung ist bis 2032 geplant.

Warum die Reihenfolge zählt

Die Metaanalyse europäischer Netze von Aurora Energy Research erklärt, warum diese Reihenfolge zur Regel wird. Das Engpassmanagement kostete in Europa 2024 rund 8,9 Milliarden Euro, und etwa 72 TWh überwiegend erneuerbarer Erzeugung wurden wegen Engpässen abgeregelt. Die Netzinvestitionen stiegen binnen fünf Jahren um 47 Prozent auf etwa 70 Milliarden Euro jährlich, liegen laut Aurora aber 15 bis 44 Prozent unter dem Bedarf der Klimaneutralitätspfade. Viele europäische Netzanschlussverfahren seien nicht mehr zeitgemäß, so die Einschätzung.

Die Ostsee-Beispiele liegen am anderen Ende dieses Problems. Weder Ostwind 3 noch die polnischen Stationen sind Warteschlangen-Geschichten, denn der Anschluss wurde als Teil des Offshore-Programms geplant. Sie zeigen aber den Preis dieser Disziplin: mehrjährige Vorlaufzeiten, spezialisierte Werften und eine Kabeltrasse, die lange vor der Turbinenbestellung feststehen muss.

Was zu beobachten ist

Drei Punkte stellen das Modell auf die Probe. Ob Ostwind 3 und Windanker von Fertigstellungsmeilensteinen zu stabiler Einspeisung kommen. Ob OST-6-1 neben Gennaker im Zeitplan bleibt. Und ob die polnischen Abführungsplanungen für Baltica 9+ rechtzeitig genehmigt werden, damit das Ziel 2032 haltbar bleibt. Für Entwickler, die in kommenden Ostsee-Ausschreibungen bieten, lautet die Frage nicht mehr, ob es einen Meeresstandort gibt, sondern ob es einen passenden Anschlusstermin gibt.